Categoría: Industria

Ecopetrol presentó los resultados operativos y financieros al cierre del primer trimestre de 2025.

Al cierre del primer trimestre de 2025, Ecopetrol anunció que llegó a una producción de petróleo nacional diaria de 521 mil barriles diarios, la cifra más alta de los últimos cinco. En contraste, en materia financiera, las utilidades netas cayeron a 3,1 billones de pesos, la más baja de los últimos cinco trimestres.

Las razones para que los resultados financieros estén cayendo año a año desde que entró la actual administración, siempre son las mismas. Ricardo Roa, presidente de la compañía, señala a los precios del crudo y a la tasa de cambio, a las que se suma la mayor tasa impositiva por parte del gobierno.

Roa señaló que por cada dólar que cae la cotización del crudo, el EBITDA se reduce en $0,74 billones y las utilidades en $0,35 billones; mientras que por cada $200 que se devalúa el peso, se compensa esa diferencia de precios del Brent.

El reporte financiero del primer trimestre de 2025 se realizó con un Brent a 75 dólares, mientras hace un año cotizaba a 82 dólares el barril. A comienzos de mayo la cotización del Brent rondaba los 60 dólares, lo que no augura mejoras en la rentabilidad de Ecopetrol para el segundo trimestre del año.

En resumen, en el primer trimestre del año, el Grupo Ecopetrol registró ingresos por $31,4 billones, un EBITDA de $13,3 billones, una utilidad neta de $3,1 billones, un margen EBITDA de 42% y un ROACE del 9.9%.

El informe de resultados señala que “en la línea de hidrocarburos destacamos la fortaleza de nuestro negocio tradicional manteniendo la producción en 745 kbped (sumados petróleo y gas nacional y extranjero), dentro de la expectativa definida para el año a pesar de los eventos de entorno local; por su parte, los volúmenes transportados se ubicaron en 1,092 kbd y las cargas de refinación en 396 kbd, a pesar de los mantenimientos programados en la Refinería de Barrancabermeja, eventos operativos y de entorno.”

Inversiones y desinversiones

Durante la presentación de resultados, Ricardo Roa también manifestó que su filial Hocol tiene para la venta diez campos que no son rentables para el Grupo: Rancho Hermoso, Upía, Maná, Arjona, Ambrosía, Río Upía, Toqui-Toqui, La punta, Cicuco y Total.

En materia de gas, resaltó la decisión de inversión (FID) del proyecto de gas condensado en la Cuenca de Santos de Brasil, Gato Do Mato, en aguas profundas entre 1,750 y 2,050 metros de tabla de agua.

También confirmó que el proyecto de importación de 60 millones de pies cúbicos diarios por el Pacífico entrará en operación a mediados de 2026; mientras que para el proyecto de importación de gas a través de la infraestructura de Chuchupa B, en junio de este año tendrían los diseños para construir una boya que se conectará a una unidad flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU, por su sigla en inglés), por la cual se espera importar 250 millones de pies cúbicos diarios.

Gracias a este proyecto, que inició operaciones el 27 de octubre de 2023, la termoeléctrica logró aumentar su eficiencia energética del 34% al 53%, constituyéndose en la planta más eficiente del país.

Termocandelaria, filial de TPL Energía, recibió el Premio a la Eficiencia Energética en la categoría de Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios y Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, otorgado por la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco), el Ministerio de Minas y Energía, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y la Financiera de Desarrollo Territorial (Findeter).

Este premio destaca el proyecto de Cierre de Ciclo Combinado de Termocandelaria por la implementación de tecnologías que optimizan el uso de los recursos energéticos, reducen el impacto ambiental y promueven un modelo de operación más responsable y eficiente.

“Este reconocimiento es el resultado del trabajo de todo nuestro equipo, de una visión clara de sostenibilidad y de nuestra responsabilidad con el país, con la transición energética, con una matriz energética más limpia y con las futuras generaciones”, señaló Luis Miguel Fernández, CEO de TPL Energía.

El proyecto de Cierre de Ciclo Combinado inició operaciones el 27 de octubre de 2023, permitiendo a Termocandelaria aumentar su eficiencia energética del 34% al 53%, constituyéndose en la planta más eficiente del país.

El proyecto se desarrolló con el objetivo de ampliar y modernizar la infraestructura de la generadora, pasando de dos unidades de ciclo simple de 314 MW de capacidad instalada, a tres unidades en ciclo combinado con una capacidad instalada total de 566 MW, lo que representa un aumento de aproximadamente 80% en la capacidad de generación, sin aumentar las emisiones de CO2 y contribuyendo con una reducción del orden del 40% en los costos de producción de energía.

Este es un hito representativo de la tecnología y la transición energética en Colombia, considerando que es la única térmica en el país que, en su proceso de refrigeración, utiliza un novedoso sistema de aerocondensadores que no requiere consumo de agua ni de químicos, tecnología que está brindando los más altos beneficios ambientales.

“Estamos muy orgullosos del Cierre del Ciclo Combinado de Termocandelaria, un proyecto sin precedentes que aporta a la generación de energía firme de manera altamente eficiente, garantizando un servicio de calidad para los colombianos. Con esta nueva capacidad podemos atender hasta el 7% de la demanda nacional, el 25% de la energía requerida en el Caribe colombiano y el 100% de la demanda del departamento de Bolívar, con un excedente del 21 % disponible para otras regiones del país. Todo esto contribuye a una mejor capacidad de respuesta ante eventos climáticos como el fenómeno de El Niño”, aseguró Miguel Pérez Ghisays, gerente General de Termocandelaria.

Durante el primer trimestre de 2025, Enel Colombia realizó inversiones por $507.691 millones de pesos, lo que representa un incremento del 42,8% frente al mismo período de 2024.

Enel Colombia invirtió más de 507 mil millones de pesos durante el primer trimestre de 2025. Estas inversiones permitieron avanzar en la modernización de las redes de distribución en Bogotá y Cundinamarca, mejorar la calidad del servicio, atender la creciente demanda y fortalecer la resiliencia y digitalización de las redes.

Además, aportó a la transformación del sistema energético colombiano a través del desarrollo de fuentes renovables no convencionales.

Durante el primer trimestre de 2025, la Compañía tuvo un EBITDA consolidado de 1,97 billones de pesos y una utilidad neta de 969 mil millones de pesos en sus operaciones de Colombia y Centroamérica. Además, redujo su deuda neta consolidada a 7,8 billones de pesos.

Enel Colombia también logró avances significativos en el desarrollo de sus proyectos solares. Durante este trimestre inició el proceso de instalación de estructuras en el Parque Solar Guayepo III, una etapa clave para incorporar los 461.760 paneles solares que conformarán este proyecto.

Este hito se suma al progreso del parque solar Atlántico, cuya construcción inició en noviembre de 2024. En conjunto, ambos proyectos aportarán cerca de 400 MWac al sistema eléctrico nacional. Con su entrada en operación, junto a los proyectos solares ya en funcionamiento, la compañía superará 1 GW de capacidad instalada solar en Colombia.

Enel Colombia reafirmó su responsabilidad con el fortalecimiento de sus redes eléctricas, con el objetivo de mejorar su calidad, transformándolas en redes más resilientes, digitales y flexibles.

En ese sentido, la compañía avanzó en la ejecución del plan de expansión “Bogotá-Región 2030”, una iniciativa estratégica que contempla la construcción de más de 30 subestaciones y líneas de alta tensión para atender el crecimiento de la demanda en Bogotá y Cundinamarca.

A la fecha, nueve proyectos ya están en operación y otros cuatro se encuentran en ejecución, incluyendo la Subestación Montevideo, la Subestación Bochica, la línea de Alta Tensión La Guaca- El Colegio y la Subestación Porvenir, claves para el suministro de energía a sistemas de transporte eléctrico como el Regiotram de Occidente y la primera línea del Metro de Bogotá.

Sumado a eso, Enel Colombia destinó 32 mil millones de pesos para modernizar cerca de 80 kilómetros de redes eléctricas y construir ocho respaldos de red en nueve municipios de Cundinamarca, con obras que están programadas para ejecutarse durante 2025.

Las inversiones beneficiarán a cerca de 45.000 clientes, mejorando la confiabilidad y continuidad del servicio, incluso en épocas climáticas adversas.

Adicionalmente, con la llegada de la temporada de lluvias en Bogotá y Cundinamarca, la compañía activó un plan de contingencia que incluye 220 móviles de atención de emergencias y 300 grupos técnicos distribuidos estratégicamente en el territorio.

En el marco de la atención al cliente, Enel Colombia amplió la red de oficinas presenciales en alianza con la Gobernación de Cundinamarca, con la apertura de ocho nuevas oficinas satélite en el departamento.

Cuatro ya están en funcionamiento en los municipios de San Juan de Río Seco, Gachetá, Chocontá y Medina, mientras que las restantes, ubicadas en Guaduas, Pacho, Cáqueza y La Mesa, abrirán durante el primer semestre de 2025, alcanzando un total de 20 puntos de atención en la región.

Por otro lado, la Compañía señaló que a finales de marzo del 2025 la tarifa que percibieron los clientes de Enel Colombia fue la más baja del país.

Sostenibilidad e innovación

En Colombia, la compañía recibió una patente por el desarrollo de una solución que protege la avifauna en subestaciones eléctricas mediante cubiertas reutilizables y de bajo costo, una tecnología ya implementada en 126 subestaciones de Bogotá y Cundinamarca.

Por su parte, en Panamá se incorporó un robot cuadrúpedo de alta tecnología para realizar inspecciones en la Central Hidroeléctrica Fortuna, permitiendo acceder a zonas de difícil alcance y recolectar datos con alta precisión, mediante sensores especializados y cámaras de alta definición.

Con estos avances, Enel Colombia ratifica su liderazgo y compromiso con la transición energética, integrando sostenibilidad, innovación tecnológica y desarrollo territorial.

La mayoría de los indicadores de la industria petrolera vienen cayendo año a año. Ante la preocupación por ese panorama oscuro, el gremio de los servicios propone alternativas para rescatar el sector.

Con un precio del Brent por debajo de los 60 dólares el barril a comienzos de mayo, la industria petrolera colombiana se acerca al límite de la rentabilidad. Si bien el breakeven o punto de equilibrio de producir en el país se encuentra entre 40 y 45 dólares por barril, hay que tener en cuenta que, por ser crudos pesados, en el mercado internacional se venden ente 8 y 10 dólares menos que el precio de referencia.

De tal suerte que, si las cotizaciones siguen en picada, las compañías comenzarían a clausurar pozos. De hecho, Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, anunció en días pasados que la compañía está analizando esa opción en varios campos que no serían rentables.

Al entorno internacional de bajos precios y mayor oferta de crudo, en medio de la guerra arancelaria desatada por el presidente estadounidense Donald Trump, se le suma el ambiente hostil en que deben operar las compañías en Colombia.

Nelson Castañeda, presidente Ejecutivo de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (CAMPETROL) señaló que las empresas deben enfrentar problemáticas como la intermediación laboral abusiva, extorsión y bloqueos territoriales que elevan los costos de operación.

“Es urgente sincerar en la estructura de costos la inversión social vía sobredotaciones de personal y tarifas de servicios locales por fuera del mercado, evaluar el impacto de las inversiones sociales y alinear los instrumentos de política pública con una visión técnica y de largo plazo”, dijo el dirigente gremial.

Las cifras no mienten

La tormenta perfecta en contra de la actividad tiene con los pelos de punta al sector. Y las cifras así lo reflejan. La producción fiscalizada de petróleo cayó 1,1 por ciento en los últimos doce meses, al pasar de 764.200 barriles por día en marzo de 2024 a 755.600 barriles/día en marzo de 2025.

Más dramática es la caída en la producción comercializada de gas, que de 1.022 millones de pies cúbicos día (MPCD) en marzo de 2024 pasó a 824 MPCD en marzo pasado, una caída de casi el 20 por ciento. Otros indicadores en negativo en el mismo periodo fueron las exportaciones, la inversión extranjera directa y la carga de refinerías.

Por su parte, el gobierno no atiende los llamados del sector. Por el contrario, en el pasado consejo de ministros, el presidente Gustavo Petro advirtió que si Ecopetrol no se transforma se va quebrar. El mandatario señaló que ya se bajaron al menos 17% las exportaciones de la empresa, y agregó que “hoy la frontera tecnológica se hace con matemática cuántica, computadores cuánticos e inteligencia artificial.”

“Ecopetrol está reacio, se quedó en el pasado, en el petróleo, e impiden dentro y fuera que den el salto, Ecopetrol se quiebra si sigue en el petróleo, no es porque produzcamos menos sino porque demandan menos, va pasar lo mismo con el carbón”, agregó.

Sin embargo, no mencionó el aumento de la carga impositiva a la industria durante este gobierno, que elevó el government take a niveles entre 70 y 80 por ciento, uno de los más altos del mundo.

A lo anterior se le suma que el gobierno tiene dos líneas rojas en la industria de hidrocarburos: no a los yacimientos no convencionales y no a la firma de nuevos contratos de exploración y producción.

Propuestas de la industria

Así, en las condiciones actuales, la viabilidad financiera de nuevos proyectos y el sostenimiento de los campos con estructuras de costos operativos elevados y aquellos que producen crudos pesados pueden verse afectados.

En respuesta, CAMPETROL propone medidas técnicas y contractuales orientadas a dinamizar los contratos vigentes y fortalecer la continuidad operativa y competitiva del sector. Entre ellas:

• Ajuste de condiciones contractuales para incentivar producción incremental (modificación del factor X y regalías variables).
• Evaluación de contratos suspendidos y extensión de vida útil de proyectos hasta su límite económico.
• Declarar vía CONPES a los proyectos offshore de gas como de interés nacional estratégicos (PINE).
• Mejora de factores de recobro en cuencas clave y solución de cuellos de botella contractuales y operativos.

“Esta es una propuesta rigurosa, basada en evidencia y orientada a preservar la sostenibilidad técnica y económica del sector. La pérdida de competitividad por restricciones contractuales, distorsiones en los costos y bloqueos operativos puede acelerar el declive productivo y comprometer la autosuficiencia energética del país en el corto plazo”, concluyó Nelson Castañeda.

El Comité Intergremial del Atlántico exige aprovechar la riqueza energética del Caribe para superar la crisis estructural del sistema y transformar económica y socialmente a esta región.

El Comité Intergremial del Atlántico hizo un llamado al Gobierno nacional para que ponga en marcha una serie de acciones que le permitan al país recuperar la independencia y la seguridad energética, de manera que haya energía disponible a precios competitivos, con un suministro estable y confiable.

La solicitud fue hecha en el marco de su Asamblea General Ordinaria de Afiliados 2025, que incluyó un análisis de los grandes retos y las decisiones a ejecutar en materia de política pública, regulación, incentivos a la inversión, y facilidades de trámites para la exploración y explotación de hidrocarburos y la generación y transmisión de energía.

Al abrir un diálogo sobre la crisis energética que sufre el país y los caminos para superarla, el presidente ejecutivo del Comité Intergremial del Atlántico, Efraín Cepeda Tarud, dio a conocer la siguiente declaración:

“Para la región Caribe recuperar la independencia y la soberanía energética del país es un asunto prioritario, porque no podemos seguir viviendo en la ironía absurda de sufrir desde hace décadas una permanente crisis del sistema de energía, teniendo:

1. Un portafolio costa afuera con un potencial total de gas de 75 terapiés cúbicos, medido en volúmenes brutos en caso de éxito.
2. El 54% de la capacidad térmica del país, con disponibilidad para generar aproximadamente 27.000 GWh-año, que representan el 33% de la demanda nacional de 2024.
3. Abundantes recursos energéticos renovables derivados de la radiación solar más alta y un régimen de vientos costa adentro y costa afuera con las mejores velocidades en La Guajira, y en zonas cercanas a Cartagena, Barranquilla y Santa Marta.
4. Reservas para 52 años de carbón térmico con un alto poder calorífico, ideal para ser utilizado en la industria y en la generación de calor, vapor y electricidad.

El buen aprovechamiento de ese potencial debe convertir al Caribe en el hub energético del país, garantizar el autoabastecimiento y ser eje fundamental de la transformación económica y de generación de riqueza social en esta región.

Convertir en realidad ese potencial implica lograr que la energía sea más barata, más abundante y más accesible, bajo criterios de sostenibilidad ambiental. Y para lograrlo no hay que intervenir el mercado o cambiar las fórmulas tarifarias como pretende el Gobierno, sino producir más electrones y más moléculas de gas. Parar ello es urgente:

1. Cambiar la política actual que limita la exploración y por ende la explotación, y entender que no se trata de transitar de unas fuentes de generación a otras, sino de construir un portafolio energético ordenado con múltiples fuentes viables que se complementen.
2. Ampliar el parque de generación y valorar debidamente la energía térmica que le da flexibilidad y firmeza al sistema frente a los efectos del cambio climático y los periodos de sequía marcados por el fenómeno de El Niño que ponen en situación crítica a las hidráulicas.
3. Fortalecer la infraestructura de transmisión, porque de nada sirve producir más energía si no se puede transportar a donde se necesita.

Lograr esos objetivos exige que el Gobierno nacional tenga la voluntad política de facilitar las condiciones para que los proyectos puedan desarrollarse y de enviar señales claras a los inversionistas mediante una seguridad jurídica basada en reglas estables que generen confianza; apoyo efectivo del Estado en trámites de consulta previa con las comunidades; y agilidad en los procesos de licenciamiento ambiental.

Con el fin de aumentar la producción de gas nacional, el gobierno debe y puede aplicar decisiones regulatorias y establecer incentivos para la inversión que permitan superar problemas técnicos en diferentes pozos localizados en áreas continentales, y realizar pequeñas obras de infraestructura.

Depender del gas importado para atender a la industria, el transporte y el sector residencial es aumentar el sometimiento a la volatilidad de los precios internacionales, los cuellos de botella en la cadena de suministro, los conflictos geopolíticos, las presiones en la demanda mundial y las reducciones en los inventarios de productores internacionales.

Necesitamos recuperar la independencia y la seguridad energética para no seguir expuestos a un riesgo de daño estructural del sistema energético que la economía nacional no puede resistir. Para lograrlo debemos aprovechar nuestro potencial energético en todas sus fuentes y con diferentes técnicas, y crear las condiciones adecuadas para que la inversión le apueste al país.

Solo así podremos tener un sistema robusto, competitivo y sostenible, y pasar de la crisis energética a la bonanza energética con todo lo positivo que ella puede generar.”

La declaración de Intergremial Atlántico fue respaldada por el Consejo Gremial de Bolívar y el Comité Intergremial del Magdalena.

Además, líderes como el senador Efraín Cepeda Sarabia y los presidentes de ACP, Frank Pearl; Naturgas, Luz Stella Murgas; SER Colombia, Alexandra Hernández; y ANDEG, Alejandro Castañeda, dejaron un mensaje claro en la Asamblea General Ordinaria de Afiliados de Intergremial Atlántico:

“Necesitamos voluntad política y decisiones urgentes normativas, fortalecimiento institucional, seguridad jurídica, confianza para la inversión, y un diálogo técnico para poner en marcha acciones que permitan aprovechar nuestros recursos en hidrocarburos y fuentes renovables para superar la crisis energética que tenemos.”

GeoPark Limited, compañía energética independiente con más de 20 años de operaciones en América Latina, anunció el nombramiento de Felipe Bayón como su nuevo Chief Executive Officer (CEO) y miembro del Directorio, efectivo desde el primero de junio de 2025.

El nombramiento se produce tras la decisión de Andrés Ocampo de renunciar a la compañía por motivos personales.

Bayón es reconocido como uno de los ejecutivos más efectivos de la industria energética en América Latina, con más de tres décadas de logros en la industria internacional de petróleo y gas.

Desde 2017 hasta 2023, Bayón fue CEO de Ecopetrol, uno de los grupos energéticos más importantes de América Latina, donde lideró a 18.000 empleados, supervisó la producción de aproximadamente 700.000 boepd e ingresos de más de USD 30 mil millones, y entregó resultados récord en materia financiera, operacional y de seguridad.

Como presidente de la compañía, llevó a Ecopetrol a la cuenca de no convencionales Permian en Estados Unidos en asociación con Oxy —un proyecto que creció de 0 a aproximadamente 150.000 bpd en 4 años—, al play presal de aguas ultra profundas en Brasil en asociación con Shell, así como a una posición de liderazgo en el sector de transmisión eléctrica de América Latina e inversiones focalizadas en energías renovables, gestión del agua y soluciones climáticas basadas en la naturaleza.

Bayón es un ingeniero mecánico que inició su carrera en 1991 en Shell en operaciones de campo y proyectos, para luego trasladarse a BP donde trabajó durante 21 años en roles operacionales y de dirección en Colombia, Argentina, Brasil, Bolivia, EE.UU. y Reino Unido, incluyendo su rol como CEO de Pan American Energy, uno de los principales productores privados de hidrocarburos de Argentina, desde 2005 hasta 2010.

También ha sido miembro de múltiples Directorios en los sectores de energía, servicios públicos, educación y tecnología.

Andrés Ocampo, por su parte, de acuerdo con un comunicado de la empresa, “hizo aportes invaluables a GeoPark durante más de 15 años y contribuyó a impulsar la Compañía desde sus modestos comienzos a su actual posicionamiento reputacional y de liderazgo en la región. Ocampo, quien se desempeñó como CEO durante tres años y CFO durante más de ocho años, continuará apoyando a la Compañía y asegurará una transición fluida.”

Sylvia Escovar, presidente del Directorio de GeoPark, agradeció a Ocampo por su contribución a la Compañía y le dio la bienvenida a Felipe Bayón a GeoPark.

“Creemos que será un catalizador para avanzar en las abundantes oportunidades en nuestra región y llevarnos a un crecimiento transformacional. Felipe es un verdadero explorador, operador y consolidador —en línea con la visión fundacional de GeoPark— y está comprometido a llevarnos adelante para alcanzar nuestros objetivos estratégicos a largo plazo y convertir a GeoPark en una compañía más grande, fuerte y exitosa”, dijo Escovar.

Por su parte, Felipe Bayón expresó: “Estoy emocionado y honrado de unirme al equipo de GeoPark y de tener la oportunidad de liderar su compromiso a largo plazo para ampliar aún más su escala, capacidades, resultados financieros, y trabajar para crear el modelo de la compañía energética independiente internacional exitosa del futuro. Las oportunidades son grandes, el momento es propicio, el respaldo es firme y el equipo está listo para avanzar”.

Según la OLADE, en febrero de 2025 la inflación energética mensual en América Latina y el Caribe fue de 0,83% y la interanual de 3,16%.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) publicó su Indicador de Inflación Energética para América Latina y el Caribe (IE-LAC) correspondiente a febrero de 2025.

El informe ofrece un análisis detallado de las tendencias energéticas en la región, lo que es crucial para entender el comportamiento de los mercados de energía y su impacto en la economía y la sostenibilidad de los países de América Latina y el Caribe.

La inflación energética mensual aumentó 3,3 veces, pasando de 0,26% en enero de 2025 a 0,86% en febrero del mismo año. A pesar de la caída del 5,3% en los precios del petróleo respecto a enero, esta disminución no se ha convertido en menores tarifas de combustibles en la región.

Cabe indicar que el precio del petróleo explica aproximadamente el 60% de la variación de este índice. Es decir, en febrero son las tarifas eléctricas para los sectores industrial y residencial las que explican principalmente el alza del índice, como consecuencia de la reducción de subsidios en varios países de América Latina y el Caribe.

Por otro lado, a febrero de 2025, la inflación energética anual en América Latina y el Caribe alcanzó el 3,16%. Aunque se trata de una de las cifras más altas de los últimos cuatro meses, se mantuvo por debajo de la inflación total, que fue del 4,10%.

En contraste, en febrero de 2025, la inflación energética interanual en los países de la OCDE descendió a 3,62%, tras haber registrado 4,0% en enero.

Mientras el mundo llegó en 2024 a su máximo histórico en producción de carbón, con 8.770 millones de toneladas, Colombia asfixia su industria.

Los bajos precios internacionales, los mayores costos de producción, las dificultades logísticas para llevar el producto al exterior, los bloqueos de las comunidades, los atentados a las vías férreas y la guerra impositiva del gobierno, están marchitando al segundo renglón de exportaciones de Colombia: el carbón.

Las cifras son contundentes. Mientras en 2017 el país produjo 90 millones de toneladas, 2024 cerró con 65 millones, una caída del 28%. Pero lo más preocupante, según Juan Camilo Nariño, presidente de la Asociación Colombiana de Minería (ACM), es que por cada millón de toneladas que se dejan de exportar el país deja de recibir 200 mil millones de pesos.

Contrario a lo que se pensaba, el mundo no solo no va a dejar de consumir carbón, sino que se estima que para 2030 el consumo aumente en 100 millones de toneladas adicionales. Y es que el mineral sigue siendo un energético fundamental en la generación de electricidad y la industria metalúrgica.

Entre los mayores productores de carbón están: China en primer lugar, con la astronómica cifra de 3.700 millones de toneladas; India, con cerca de mil millones; Estados Unidos, con 640 millones; Indonesia, con 616 millones; Australia, con 400 millones; y hasta Alemania, un referente en materia ambiental, con 150 millones de toneladas. “Luego, nuestras 65 millones de toneladas no van hacerle ninguna mella a un consumo mundial que sigue creciendo. Nuestras 65 millones de toneladas no es nada en el mundo, pero para nosotros es todo”, dice Nariño.

A contravía del resto del mundo, Drummond y Cerrejón, las mayores productoras de carbón en Colombia, anunciaron que en 2025 reducirán su producción entre 5 y 10 millones de toneladas, cada una.

Los efectos de la menor producción de carbón se verán reflejados en menores ingresos, menos empleo, menos oportunidades para los jóvenes en las regiones y menor recaudo del impuesto de industria y comercio, que en los municipios mineros representa un 56% más de recaudo que en los municipios no mineros.

“Nosotros como país, tenemos que entender al carbón como una industria a la cual hay que garantizarle factores de competitividad, especialmente de entorno, porque si no vamos a seguir viendo compañías que dejan de producir carbón porque es muy caro”, agrega Nariño.

Y es que además de la reducción en regalías en medio de un apretón fiscal, el carbón es esencial en la generación de energía. Junto al gas natural, el carbón es el combustible más económico en la generación térmica, y jugó un papel crucial en el pasado fenómeno de El Niño para que el país no se apagara, pues todas las térmicas estuvieron prendidas a plena capacidad en los meses más críticos de baja hidrología.

“El gas y el carbón son una opción para que Colombia lleve energía barata a sus habitantes, y no lo hemos contemplado así en los últimos años”, agrega Nariño.

Mientras el país le da la espalda al carbón, un recurso abundante que abastece el sector energético, países como Japón están construyendo nuevas plantas térmicas, con tecnología moderna y eficiente que soluciona el impacto de las emisiones. Por eso, el país nipón reabrió sus minas de carbón.

“El carbón colombiano todavía tiene un mercado en Asia y, por tanto, entre todos, con las políticas del gobierno, tenemos que pensar cómo nuestro segundo producto de exportación va a llegar a esos mercados más lejanos, de manera más competitiva.

“No puede pasar un año más sin que a la industria minera no se le otorguen factores que le permitan ser más competitiva, porque eso termina impactando muchas familias”, dice Nariño.

En concreto, el dirigente gremial señala tres factores que requieren la atención del Estado. El primero es solucionar el tema de los bloqueos, generados por comunidades que le hacen reclamos no a las compañías sino al mismo Estado. En La Guajira, por paros y bloqueos de las comunidades, el año pasado Cerrejón sufrió más de 200 bloqueos y Drummond no pudo producir durante 135 días.

En segundo lugar, menciona un paquete regulatorio en materia de liquidación de las regalías, que hoy se hace con el precio de referencia europeo, pero el carbón colombiano se vende en Asia, con un índice de precio menor.

Por último, está el factor logístico, para sacar de manera más eficiente los carbones del centro del país (Boyacá, Cundinamarca y los Santanderes), en un entorno de menores precios internacionales.

“Hay muchas cosas en las cuales el Estado debe ver con integralidad la industria minera, en especial la industria del carbón, y así mismo como Estado generar factores de competitividad”, concluye Nariño.

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Un estudio de Accenture explora un futuro en el que la inteligencia artificial (IA) no es solo una herramienta, sino una fuerza fundamental que está reconfigurando las industrias.

Para el sector energético, la IA presenta una oportunidad sin precedentes para mejorar la eficiencia operativa, impulsar la sostenibilidad y optimizar la gestión de recursos. En este contexto, Accenture identificó en su estudio cuatro tendencias que está marcando la evolución de la IA en la industria de la Energía.

El Big Bang Binario

El Big Bang Binario marca un cambio de paradigma, desde los ecosistemas digitales tradicionales basados en aplicaciones a sistemas de agentes impulsados por la inteligencia artificial (IA).

Los agentes de IA capaces de tomar decisiones y automatizar flujos de trabajo están revolucionando la forma en que operan las empresas. Dentro del sector energético, estos sistemas están impulsando innovaciones como la gestión en tiempo real de reservorios, el mantenimiento predictivo y la optimización dinámica de la cadena de suministro.

En la investigación de Accenture, 25% de los ejecutivos del sector energético anticipa un aumento significativo en la utilización de agentes de IA en los próximos tres años, con el 85% de acuerdo con que los agentes de IA reinventarán la construcción de sistemas digitales. Este cambio permite una mejor escalabilidad (55%), mayor flexibilidad (47%) y una mayor innovación (42%), convirtiendo a la IA en una ventaja estratégica para la industria.

Pablo Barcena, director Ejecutivo de Accenture Colombia, destaca que “la eficiencia de los procesos mejorada a través de agentes de IA optimizará y agilizará los procesos internos como la planificación, predicción, el mantenimiento de aplicaciones y la resolución de incidentes. Los agentes de IA mejorarán el mantenimiento predictivo al identificar con precisión posibles fallos de equipos y optimizar los horarios de mantenimiento, mejorando la eficiencia operativa y la confiabilidad.”

Barcena agrega que “sin embargo, para realizar estas transformaciones impulsadas por la IA es clave la unificación y contextualización de datos. A pesar de esto, muchas empresas energéticas aún operan en sistemas fragmentados, lo que limita la efectividad de la IA. A medida que los agentes de IA continúen uniendo estos silos, las empresas se moverán hacia operaciones más holísticas e integradas, mejorando la toma de decisiones y la conectividad empresarial.”

Tu imagen en el futuro

A medida que las empresas integran la IA en las interacciones con los clientes, mantener una personalidad de marca única se vuelve crucial. El riesgo de que la IA se vuelva genérica es alto, dado que muchos sistemas de inteligencia artificial se basan en modelos neutrales y estandarizados.

Según la investigación de Accenture, 90% de los ejecutivos del sector energético reconoce la importancia de mantener una personalidad de IA consistente en las aplicaciones de cara al cliente, mientras que 81% está de acuerdo con que los chatbots que carecen de diferenciación presentan desafíos significativos.

Barcena destaca que “es de gran importancia que los sistemas de IA no solo proporcionen respuestas eficientes, sino que también reflejen los valores, el tono y la estrategia de participación con el cliente de la empresa. Por esto, las organizaciones deben avanzar en la preparación de sus sistemas de IA”.

La revolución de la robótica

La robótica impulsada por IA está transformando las operaciones físicas, evolucionando de la automatización estrecha y específica de tareas, a sistemas versátiles capaces de operar en entornos dinámicos.

A medida que estos sistemas asumen roles más complejos, la confianza y la colaboración entre humanos y robótica impulsada por IA se vuelven esenciales. El 84% de los ejecutivos cree que la comunicación en lenguaje natural mejora la confianza y la eficiencia, mientras que el 83% de los ejecutivos del sector energético enfatiza la importancia de los principios de IA responsable en el despliegue de robótica.

Barcena subraya que “la próxima etapa de la robótica implica la toma de decisiones completamente autónoma, donde los robots impulsados por IA operan de manera independiente sin supervisión humana, creando operaciones de campo más seguras y eficientes.”

Un nuevo ciclo de aprendizaje

La IA no solo está automatizando procesos, sino también redefiniendo cómo las organizaciones abordan el aprendizaje y el desarrollo de la fuerza laboral. La inteligencia artificial está fomentando un ciclo de aprendizaje continuo, permitiendo que los empleados mejoren sus habilidades mientras los sistemas de IA se adaptan y refinan basándose en las interacciones que tienen con los humanos. Esta colaboración entre humanos e IA es particularmente crucial en una industria donde la retención de conocimientos y el desarrollo de habilidades son vitales.

El desarrollo de nuevas habilidades en la fuerza laboral es ahora una prioridad principal, con el 70% de los ejecutivos del sector energético destacando la necesidad de capacitar o recertificar a los empleados en IA generativa en los próximos tres años.

A medida que la IA transforma el lugar de trabajo, las organizaciones están haciendo que las herramientas de inteligencia artificial generativa sean más accesibles, con el 38% esperando que se integren significativa o completamente en la automatización de flujos de trabajo.

El ejecutivo concluye que “en lugar de reemplazar la creatividad humana, la IA la potencia, permitiendo que científicos e ingenieros se centren en la resolución de problemas de alto valor, mientras la IA maneja cálculos complejos y análisis en tiempo real. Esta inteligencia colaborativa crea un ciclo continuo de aprendizaje, donde la IA refina sus modelos basándose en la retroalimentación humana, y los investigadores aprovechan los insights generados por la IA para acelerar el descubrimiento y la toma de decisiones.”